风能专家交流纪要

　　【风电装机预期】
　　1、2022-2025年海风的吊装量预期：
　　整个风电2022年吊装量预估45-50GW之间，海风上限是8GW。山东2GW，江苏1.5GW左右，广东主要是存量资源以及新开工的项目，预计2.5-3GW之间，福建量比较少，10万kW左右，不超过30万kW。辽宁、浙江、海南、广西合计算2-2.5GW，基本得到海上完成的量，预计四月左右集中开工。
　　2023年海上和陆上增速比较快，受国家政策影响，2023-2025以10%年均增速增长。2023年有望冲60G，随着产业链成熟，产品稳定性提升，规模化优势更明显。从2023年开始，风电形成稳定的产能输出，预计新增50-60GW之间。海风占比逐步提高，陆上风电占用土地，对生态环境有影响，海风资源储备丰富，预计2023年海风新增有机会冲15GW。
　　个人觉得海风的装机会稳定的在十四五期间每年呈现增长的趋势。因为陆上风电的装机会逐年控制住，十四五后陆上装机量的比例不会持续增长，毕竟土地的资源是有限的，海上风电开发资源无限，毕竟还有深远海资源。
　　2022年只估出了8GW，因为大多数的项目是从4月份开工，但是集中开工在6月份之后。2023年产能就会延续稳定的开发。2022年投出来的很多机型都是新机型，中标后获得订单，跟供应商、物流商、原材料厂家的沟通要占掉很多的时间，所以会造成产能转要出现在2022年的下半年。而到了2023年就不再存在这种断档，稳定地延续下去。
　　到了2024、2025年之后，随着生产效率不断提升，产品的稳定性不断的提升，大家把自己的产品固定下来，头部几家厂商会较为集中的中标，预计每年有10%的增长。
　　2、海风8GW新增对应到塔筒、海缆等出货量的差异：
　　8GW指的是并网的装机量。算完并网装机量的时候，有一些项目是已经立了塔筒或者风机还没定完，或者说他已经装完风机，海缆还在铺设，可能会有一些项目会遗留到2023年持续去完成。正常来讲塔筒和海缆的交付量会大于主机，这个数据很难评估出来。
　　3、吊装与装机的区别：
　　行业内当做一回事。装机量指的是并网量，吊装完成是物理工作，只能人工反馈吊装多少容量。国家层面装机量就是并网容量，非常精确反应工作容量，这才是精准的装机容量。
　　【成本拆分】
　　1、风机各环节成本占比拆解：
　　陆上比较简单，成本占比最重要的是主机，占到60%-70%。海风里面风机是最大部分，由于每个地方海船的条件和施工条件不一样，占比一般在40%-50%之间。江苏风电机组的成本占比应该在48%，广东43%，福建45%。第二高是风机的基础和施工，江苏15% -18% 左右，广东23%-24%之间，福建25%。第三大是海上最大的零部件，海上升压站，江苏5%-6%，广东3%，福建3%-4%。第四个是电缆，即海缆，江苏5%，广东8%到10%，福建4%-6%。还有比较大的成本是征地、征海。各个区域征地成本都在3%，征海成本都在 3%-5%之间，其他相对占比比较小。
　　2、大型化对成本占比的影响：
　　大型化对于成本有帮助。2020年金风科技6.7MW的风机是全国当时最大的海上风机。现在全国已经吊装的最大海上风机是东方的10MW。风机越大，项目安装的台数越少，相应塔筒和基础就少了。一台风机对应的基础和塔筒至少是在 5000 万（2021年价格）。所以大型化至少在节约用海面积，提升发电效率，增加收入，减少基础施工和塔筒的用量，以及主机相关零部件的用量都是帮助非常大的。
　　3、未来对海缆价格趋势的预期：
　　海缆是物理输出，很难降低成本，只能通过规模化的优势，集中采购，才有可能使价格降低。目前没有太大的降本空间。而且海缆长度很难去缩短，必须要埋在海底才能保证安全性。很多人提出能不能漂浮在半空中，以及减少海缆的长度来节约成本，这个难度非常大。只能通过科学的规划海缆跟升压站之间的距离，尽量少走弯路，直线接到升压站来减少用量。
　　4、原材料上涨对海风产业链的影响：
　　海上风电产业链其实并不是一个独立的产业链，要用到玻璃钢、钢铁、电子元器件。降本方向是使得主机轻量化，塔筒轻量化，或者减少主机齿轮箱变成双馈机组，变成半直驱机组，减少齿轮箱重量，减少主轴重量，从不降低产品质量的角度降低产品重量，从这方面去实现基础降本。
　　原材料价格通过规模化使得批量化降本。现在主流海风机组都要在10MW以上，最好能够锁定未来三年主流订单于某家供应链企业，甚至是这家生产厂商的上游企业。这要求产品在未来几年内具有稳定性和竞争力，才能规模化使得整个产品的生命周期更长，模具使用周期更长，从而达到以量推动降本的最终目的。
　　5、风机零部件涨价情况：
　　零部件企业谈价格的时候涨价幅度基本上大不了。头部厂家现在都在尽全力去获取市场的订单。从价格上来讲，单个价格可能很难算得过经济账，供应商如果无法接受同甘共苦一起降价，只能从行业出局。比如头部厂商开发新的供应商的原因就要以新的供应商去逼老供应商降低成本和推动技术创新。
　　在这个行业，只要有规模化优势，一定会有新的供应商愿意增加研发投入，降低成本。行业集中度很高。前十名主机厂商市场占有率已经达到97%，每家主机厂商都有一定量的订单，可以去跟零部件企业讨价还价。零部件企业如果没有办法接受等比例的降价要求，可以选择开发新的供应商来替代。大多数供应商仍然还是看好未来整个风电市场规模化前景，不愿意退出。所以即使微盈利或者平稳，仍然会参与头部主机厂的供应链。
　　6、零部件各环节议价权比较：
　　零部件企业的议价权都不高。因为真正有议价权的就是掌握资源。2021年，议价权在主机商甚至是主机商的战友，发电机厂商、运输的船工都有议价权。去年最没有议价权的是业主，因为要抢装，超出原来预算也必须把项目干完，就没有议价权，处于弱势。
　　今年主要的中国业主仍然是五大六小开发商拿的资源比较多，他们对于资本收益率的承压能力相对高一些。第二拿到资源比较多的是主机商，也会有一定的议价权。不是某一个零部件环节具有议价权，而是哪个企业能够通过投资锁定海上风电或者陆上风电的开发资源，就能够在整个产业链保障自己的利润。
　　7、风电吊装施工费用变化：
　　去年风电施工费用最高达2000万1台。理性费用应该在400万1台。今年的施工费用按照300到400区间进行预估。因为今年吊装船的资源其实仍然比较紧张，全中国能够吊装10MW以上的资源总共就5艘。而主流机型都在8MW以上，能够满足8MW以上吊装资源，其实也就12艘左右。抢吊装资源仍然非常激烈，下半年矛盾逐渐凸显。当然有一些新的资源会进入市场，但作业成熟度、稳定性还有待市场的考证。
　　吊装费用确实有所下降。因为也有一些新的吊装船资源正在进入市场。而且现在是按照自己能够抢到吊装船资源在预估价格，因为抢装期已经过了，市场也不允许再出现一台吊装1800到2000万的预期。现在除了广东以外，各个区域并没有补贴，对于施工周期没有那么严格的要求，不会为了抢资源而疯狂加价。
　　8、陆上风机价格变化：
　　现在已经跌到了1480元了，个人觉得不能再跌了，再跌的话已经违反商业逻辑。正常价格今年维持在1800左右，这几年应该都是这种趋势，现在引领市场降价的企业就那么几家，目前大量需要订单来维持自己的市场占用率和议价权。但是这种策略到底能不能保证盈利率要等待市场检验。
　　【商业模式】
　　1、风电厂商业模式：
　　风电厂商业模式有很多种。如果风电厂开发权在市级政府，跟市级政府签订协议就能获得开发权。比如江苏开发权基本在盐城市政府能够决定，只上报江苏省政府，资源可以匹配。甚至江苏资源的开发权在区域级就能够决策。获得资源后，由主机商获得的资源，去寻找开发企业，并且跟开发企业谈好应该获得多少利润，然后再由开发企业配合主机企业寻找配套供应链。在江苏目前几个重点区域，是以主机厂为话语权单位获取资源。在福建，以业主作为投资单位，因为福建不允许主机商进行投资。山东目前两种模式兼具。
　　开发模式是无论谁取得开发权之后，首先招标，一个是施工的标，另外一个是主机的标。现在为了控制成本，在很多区域实行由设计院作为EPC总包单位，把整个建设打包，保证业主最低收益率，把风险转嫁给一批企业。但是存在整个项目失控的情况，因为EPC企业预算管控不好，临时增加投入等情况。第二种模式就是业主来管理各个环节。主机采购，塔筒采购，对公单位签约。这样业主对各个环节的管控能力比较强，有利于项目的成本，但是也很考验业主的管理能力。
　　风机厂建设的顺序，首先基础的施工，完成后进行安装平台施工，施工过程可以根据建设进度完成升压站吊装。这些施工都完成后进行风机的运输和吊装。
　　关于回款周期，以主机企业为例，在生产前，主机占比最高，因为回款方式不尽相同。主机一般是在去年抢装期的时候，先打50%货款，交到机位点后再给20%-30%货款，完成吊装后再给10%。并网发电后，再给10%，留5%-10%作为质量保证金。回归理性后参照2020 年模式，主机商在生产前收到30%预付款，交到机位点后再收到30-50%，并网调试时收到10%，然后全容量并网后收到10%，最后预留5%-10%质量保证金。
　　2、企业获取资源的能力与政府关系：
　　产业换资源。现在各个央企，主机企业跟政府签订的协议其实就是一种对赌。由于现在政府也慢慢地意识到了带来产业需要先投资，谁先把产业建好，政府就有可能未来资源倾斜。但是这其实就在考验每个主机商和五大六小投资商能不能精准判断区域开发节奏。
　　区域因为军事、海洋、渔业等问题，没有办法获得资源，但是不动更没有机会获得资源。大家看到行业各大企业都在宣传跟某某政府签订了多少万千瓦的资源，但这并不代表就锁定了资源的开发权，未来只有产业投资能够换得资源。
　　以山东为例，1亿的投资换20万kW的光伏，每个地方的标准不一样，取决于对产业的急需程度。为什么主机厂投资能够换取的资源更多呢？因为主机厂天然就会配套供应链。比如某主机企业配套了300万kW的资源，能够在三年内完成开发。那这一家主机企业，它带动产业的能力就会非常强，可以把产业链上面主要的塔筒、发电机、叶片等企业都带到属地化来。其实看的是企业除了自己落地之外，还能带多少企业一起落地，能够带动的配套供应链企业越多，企业所获的资源量就会越多。因为发电机、叶片，如果不围绕主机企业建设，物流运输成本非常之高。
　　【竞争格局】
　　1、风机行业竞争格局变化：
　　集中度会持续往上提。现在前七名的市场占有率越来越高。2、3、4名今年已经在瓜分老大的市场份额了。但是总体来讲，金风、远景、明阳、三一重能、海装、东气这些企业基本会把市场份额集中在90%。因为现在后三名市场占有率已经非常低了，还会持续走低。国外的三大主机商，在中国去年的累计吊装量不到2%，今年基本可以判定全部出局。
　　2、风电产业链全球化进程：
　　即便算上运输成本，中国的塔筒、叶片都在独立出口。中国钢的原材料算上运输成本，这个价格运到国外仍然具有竞争力，因为中国的原材料成本低，劳动力成本低，国际货运的成本也低，使得零部件都在出口。
　　未来国际化的道路是国内整机厂商必须持续的，而且要扩大力度。因为现在要想在某个区域获取资源一定要建厂。要实现工厂的平稳发展，只有稳定的不断持续生产，多出来的产能应该要往国外去走。
　　中国的整机、主机、叶片、发电机都有可能持续向国外进行出口。而且市场占有率会不断增加。因为随着国家一带一路的政策推进，包括东南亚、日韩市场逐步开放，中国企业在产能上形成了规模化优势，以及现在国家双碳降本政策倒逼之下，成本优势越来越明显，出口量预计会持续增长。
　　具体什么时候可以看到中国的风机产业在海外出现非常大幅度的增长不好判断，但是有些企业已经在尝试去做。中国破局的方式应该是寻求我们的产业能够在国外属地进行生产，让当地的政府减少抵触的情绪。随着国内市场的趋于稳定，部分企业在国外投资建厂的可能性越来越高，比如先在国外建一个小型工厂，这种模式会逐渐形成。
　　3、轴承国产化进程：
　　除了主轴承之外，基本上已经都实现了国产化了，主轴承6MW以下都可以做。但是6MW以上国内还是不具备这种精密化大型轴承的制造能力，依赖国外厂商进行供应。
　　【风机价格及大型化影响】
　　1、海风主机价格竞争程度：
　　现在海上风电最低的价格应该在3780元/kW。对于这个价格的判断是为了先锁定资源，然后增进投资者信心。但是这种项目容易延期交付，这说明其实在中标的时候，产能以及材料、人力等等储备不满足交件的。所以中国的风电发展新闻跟实际是两回事。
　　已经有企业把IRR不能低于8%作为投资下限调整为IRR达到5.8%就可以了。这是一个非常大的下调。但是还是有一些成熟企业，对于自己的投资回报率要求还是要达到8%。福建某些企业施工报价无法满足投资回报率控制在8%，迟迟未能开工，就面临着开发资源可能被省政府收回来。
　　2、福建海风补贴情况：
　　福建从来没有出台过任何的补贴政策，因为福建是全国唯一几个优势资源的区域，不用补贴就能够达到6%的IRR。此外还有莆田的平海湾区域、福建的平潭区域，这些地方平均发电小时数可以达到4000小时以上，利用率非常高。当然了，相对的施工成本也是全中国最高的。
　　3、IRR与主机厂价格的关系：
　　海上风电的主机低于4000元，在全中国可能就不具备盈利性。出于战略考虑，要提升市场占有率，低于4000元的价格拿标，实际上也会把项目做出回报率6%左右，但是一定是在某一个集团内部的战略性板块亏损来保证看起来这个项目盈利。
　　一些业主把IRR要求提高到8%、9%，这种水平的IRR如果坚持，那这个业主可能迟迟开不了工。福建的投资就面临这个问题，省投资集团要求IRR一定在8%，但是到现在为止，省投资集团所持有的资源一直无法开工，意味着福建省制定的可再生能源占比指标没有办法完成，最后一定会倒逼尽早开工，否则就把资源让出来给可以降低IRR诉求的企业去开发，毕竟每个省都有这个可再生能源占比的考核。
　　4、风机大型化对价格的影响：
　　2022年，大家发现投标的最低的是8MW；有点厂商已经在主推9MW了，甚至有的在研究16MW机型。所以说机组容量越大，以4000元去投标，利润越高，因为减少基础塔筒，整个施工成本降低。从今年开始，10MW成为主流机型，8MW预计生命周期在2022年后就要结束了。如果升级到11MW或以上，个人认为价格不能低于3800元，否则就只有头部的几家企业能够通过以往积累存活。
　　5、风机大型化对利用小时数的影响：
　　不会因为容量大，利用小时速就等比例增长。8MW在福建可以发电量到4000小时。大容量叶片更重，利用小时数还会小幅度的下降。但是由于单小时的发电量提升，整体还是提升的，不是一个等比例的增长。相应来讲，风机的容量越大，利用小时数会相应降低，但是会换来平均小时的发电更高。6-7MW已经达到匹配的最佳状态，再往上都会有小幅度的下降，但是发电量是增长的。
　　6、风机大型化对技术路线的影响：
　　现在技术路线双馈的厂家还有很多。但是金风、明阳等都在往半直驱发展，因为半直驱介于双馈和直驱。既有齿轮箱，又有发电机，将齿轮箱和发电机直接连在一起，又实现了紧凑和小型化。既可以保证风电直驱发电利用小时数，又可以减少故障。这是目前折中的一种技术方案，个人比较看好半直驱在未来海上风电的市场占用率。
　　双馈具有报价比较低的优势。但带来的问题就是漏油的现象以及容易出现卡顿，需要出海维修，这部分成本在报价的时候都被隐藏起来了，这个问题到现在为止难以得到解决。过去风电有补贴的情况下，可以支撑双馈故障。但是在未来平价的条件下，出海一次的成本太高。所以个人觉得双馈的竞争优势基本上就没有了。
　　如果一个双馈的厂家去做半直驱，技术难度并不大。相当于把友商的一个副总工程师挖过去，花半年时间，肯定可以出一款半直驱的产品。
　　7、十四五期间平价实现的可能性：
　　也不能这么说，一定要沉下心来去研发自己的主机。严格意义来讲，降本的方式有几种，一种是大家讲到的风机大型化。还有零部件的轻量化。第三个就是提高它的发电时速。第四个方法就是增加单趟次运输的数量。2020年，行业都是用千吨级的小船送货。现在产能远比吊装的效率高，就有机会实现5台风机，5套叶片，5套塔筒一船直接运输，运输成本大大的降低了（物流成本在整个基础成本中占到了6%，高效运输有望降低80%的物流成本，也就是降低总成本的4.8%）。第五个就是通过精准对接项目需求，改变商业模式。以前由主机商负责物流运输到机位点。跟施工单位需求经常匹配不上，造成压船费用，无法及时吊装。可以后续把这些安装的工作界面费用切割给施工单位，可以减少等待成本，也会使得一个作业面可以不断连续地进行吊装。去年最大的浪费就来自于安装船在现场，但是没有足够的风机供应，造成了安装船的等待，又使得其他场没有吊装资源。未来风机安装船跟运输供应链资源的完整匹配，使得运输船资源能够实现最大限度的百分百连续吊装，就能够降低成本。
　　需要市场检验各个主机厂商有一款能够支撑两到三年真正实现批量化的产品，包括它的模块要标准化。标准化模块就是主控系统底座10MW，12MW，14MW，可能共用一个平台，一个厂商生产同一款不同机型的时候，可以用同一套模具，慢慢的平摊成本。所以从降本的角度来讲，十四五期间，2024年有很大的机会去实现平价。
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